Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

1. Роль циркуляционной системы в строительстве скважин и актуальность вопросов ее расчета и выбора оборудования

2. Расчет и выбор типоразмеров секций обсадных труб

3. Выбор буровой установки

4. Технические характеристики буровой установки

4.1 Устройства для приготовления и утяжеления буровых растворов

4.2 Очистные устройства циркуляционной системы

4.3 Всасывающие линии и манифольд

5. Описание технологической схемы подготовки и очистки бурового раствора

6. Выбор долот, ЗД, УБТ, БТ для бурения обсадных колонн

7. Расчёт расхода, потерь давления, мощности буровых насосов

8. Вывод о резерве производительности буровых насосов

9. Определение диаметров поршней насосов

10. Расчет фактической мощности привода с учетом КПД насосов и трансмиссии

Заключение по проекту

Список используемой литературы

1. Роль циркуляционной системы в строительстве скважин и актуальность вопросов ее расчета и выбора оборудования

Циркуляционная система буровых установок включает в себя наземные устройства и сооружения, обеспечивающие промывку скважин путем многократной принудительной циркуляции бурового раствора по замкнутому кругу: насос - забой скважины - насос. Многократная замкнутая циркуляция дает значительную экономическую выгоду благодаря сокращению расхода химических компонентов и других ценных материалов, входящих в состав буровых насосов. Важно также отметить, что замкнутая циркуляция предотвращает загрязнение окружающей среды стоками бурового раствора, содержащего химически агрессивные и токсичные компоненты.

Циркуляционные системы буровых установок состоят из взаимосвязанных устройств и сооружений, предназначенных для выполнения следующих основных функций: приготовления буровых растворов, очистки бурового раствора от выбуренной породы и других вредных примесей, прокачивания и оперативного регулирования физико-механических свойств бурового раствора. В состав циркуляционной системы входят также всасывающие и напорные линии насосов, емкости для хранения раствора и необходимых для его приготовления материалов, желоба, отстойники, контрольно - измерительные приборы. Циркуляционные системы монтируются из отдельных блоков, входящих в комплект поставки буровых установок. Блочный принцип изготовления обеспечивает компактность циркуляционной системы и упрощает ее монтаж и техническое обслуживание.

Важнейшие требования, предъявляемые к циркуляционным системам буровых установок, - качественное приготовление, контроль и поддержание необходимых для данных геолого-технических условий состава и физико-механических свойств бурового раствора. При выполнении этих требований достигаются высокие скорости бурения и в значительной мере предотвращаются многие аварии и осложнения в скважине.

2. Расчет и выбор типоразмеров секций обсадных труб

Дано:

Н = 500 м (расстояние от устья скважины до уровня жидкости в колонне)

h = 290 м (высота эксплуатационного горизонта)

Другие обсадные колонны:

Техническая 245

Кондуктор

Направление

Плотность бурового раствора при бурении эксплуатационной колонны -

При бурении технической колонны -

При бурении остальных колонн -

Длина колонны

Запас прочности по наружному давлению:

· для труб эксплуатационного горизонта - [] = 1,3

· для остальных секций - [S ] = 1,0

Наружное давление на глубине:

Критическое давление

А) расчетное

Б) табличное

(Сароян А.Е. приложение 3, стр. 473)

Трубы I секции: 168 Ч 10,6 D

Длина I-ой секции

Вес труб I-ой секции

Глубина спуска труб II-ой секции:

Наружное давление на глубине:

Критическое давление:

А) Расчетное:

Б) табличное

(Сароян А.Е.приложение 3, стр. 473)

Трубы II-ой секции: 168Ч8,9 D

Принимаем трубы I секции 168 Ч 7,3 D

Критическое давление

(Сароян А.Е. приложение 3, стр. 473)

Предельная глубина спуска труб III секции

Длина II секции l₂ = L₂ - L₃ = 2910 - 2408 = 502 м

Вес труб II секции

Запас прочности на растяжение от собственного веса [K] = 1,3 (табл. VI.2 стр. 98 )

(приложение 4, стр. 476)

K=1,3

Длина труб III секции из расчета на растяжение

Вес труб III секции

Трубы IV секций 168Ч8,9 D

Длина труб IV секции

=344,331 H

Трубы V секций 168Ч10,6 D

(Сароян А.Е.приложение 4, стр. 476)

Длина труб V секции

=404,17 H

Трубы VI секции 168Ч12,1 D

(Сароян А.Е.приложение 4, стр. 476)

Длина труб VI секции



Принимаем длину труб VI секции:

Вес колонны:

3. Выбор буровой установки

Цель расчета: по полученной нагрузке выбрать буровую установку и ее класс.

Определим максимальную нагрузку на крюк от обсадных труб:

По допускаемой нагрузке и условной глубине бурения выбираем буровую установку:

Выбираем буровую установку БУ3000ЭУ - 1.

Допускаемая нагрузка на крюке: 2000 кН.

Условная глубина бурения: 3200 м.

Буровые установки БУ3000ЭУ-1 распространены в нефтегазодобывающей промышленности. К этим установкам идет комплект основного оборудования: талевые механизмы, вертлюги, роторы, лебедки, буровые насосы, приводы лебедки, ротора и буровых насосов.

4. Технические характеристики буровой установки

Таблица 1. Техническая характеристика буровой установки БУ3000ЭУ - 1

Допускаемая нагрузка на крюке, кН	2000
Условная глубина бурения, м	3200
Общая установочная мощность, кВт	1900
Наибольшая оснастка талевого механизма
Диаметр талевого каната, мм	28
Привод буровой установки	Переменный ток
Привод лебедки, ротора, насосов	смешанный
Двигатели в приводе: - лебедки - насосов - ротора	АКБ-13-62-8 СДЗБ-13-52-8 АКБ-13-62-8
Лебедка	ЛБУ - 1200 КА
Мощность лебедки, кВт	645
Число скоростей подъема	6
Буровой насос	ЧУНБТ - 950
Число насосов	2
Мощность насоса, кВт	630
Наибольшее давление на выходе из насоса, МПа	32
Наибольшая идеальная подача насоса	0,046
Ротор	УР - 700
Диаметр проходного отверстия в столе ротора, мм	700
Мощность привода ротора, кВт	368
Статическая грузоподъемность ротора, т	320
Число скоростей ротора
Вертлюг	УВ - 250
Статическая грузоподъемность вертлюга, т	250
Вышка	ВМА - 45 - 200
Полезная высота вышки, м	45
Грузоподъемность вышки, т	200
Кронблок	УКБА - 6 - 200
Грузоподъемность кронблока, т	200
Наружный диаметр шкивов, мм	1000
Талевый блок	УТБА - 5 - 200
Грузоподъемность талевого блока, т	170
Наружный диаметр шкивов, мм	1000
Дизель - генераторная станция	ТМ3 - ДЭ - 104 - С3
Мощность станции, кВт
Компрессоры: - с дизельным приводом - с электрическим приводом	К - 5М КСЭ - 5М
Давление воздуха, МПа	0,8
Подача, приведенная к условиям всасывания,	0,0835
Средства механизации и автоматизации: - подачи инструмента - спуско-подъемных операций	ТЭП - 4500 АСП - 3М1 ПКР - 560 АКБ - 3М2
Вспомогательный тормоз	ТЭП - 4500
Масса комплекта поставки, т	-

4.1 Устройства для приготовления и утяжеления буровых растворов

Устройства для приготовления и утяжеления буровых растворов по принципу действия делятся на механические и гидравлические. В связи с возрастающим применением порошкообразных материалов в последние годы преимущественное распространение получили гидравлические устройства. По сравнению с механическими глиномешалками они обладают более высокой производительностью, обеспечивают необходимое качество буровых растворов и экономное расходование материалов для их приготовления. Положительно зарекомендовали себя гидроэжекторные смесители блоков приготовления бурового раствора (БПР).

Выносной гидроэжекторный смеситель представляет собой струйный аппарат, в котором для образования гидросмеси порошкообразных материалов используется кинетическая энергия жидкости. Буровые насосы под давлением не более 4 МПа нагнетают жидкость по трубе в сопло смесителя, снабженного сменными штуцерами диаметром 30 мм для работы с глинопорошками и диаметром 20 мм для работы с утяжелителями. Вследствие сужения струи скорость жидкости в сопле увеличивается, а давление падает. Из сопла жидкость с пониженным давлением поступает в камеру всасывания.

В результате создаваемого разряжения в камеру всасывания из силоса 1 по шлангу засасывается порошкообразный материал, который увлекается жидкостью в камеру смешения и далее в конически расходящийся насадок (диффузор). При прохождении по диффузору скорость потока уменьшается, а давление возрастает и полученный раствор по патрубку сливается в приемную емкость циркуляционной системы. За один цикл смешения плотность раствора возрастает на 0,3--0,35 г/см³. При недостаточной плотности полученного раствора проводится повторное смешение. Гидроэжекторный смеситель имеет относительно низкий к.п.д., однако обладает вышкой надежностью благодаря отсутствию подвижных частей.

Блоки для приготовления бурового раствора рассчитаны для работы с бестарными и затаренными глинопорошками. Основная масса глинопорошков доставляется автоцементовозами и под действием сжатого воздуха перегружается по трубе в силос. Перед подачей в гидроэжекторный смеситель порошкообразные материалы разрыхляются воздухом, нагнетаемым в силос по аэродорожкам системы аэрирования 5. Избыточный воздух выносится в атмосферу через фильтр, установленный на крышке силоса. Нижняя часть силоса имеет конусообразную форму и снабжена разгрузочным устройством, регулирующим подачу материала в гидроэжекторный смеситель. Материалы, использу емые в небольших количествах, доставляются в затаренном виде и засыпаются в воронку, из которой поступают в камеру смешения гидроэжектора. Воронка снабжена разгрузочным клапаном для регулирования подачи материала.

В циркуляционной системе буровых, установок применяются блоки БПР-70 и БПР-40. Блоки БПР-70 имеют цельнометаллические силосы с пневматическим разгрузочным устройством. В блоках БПР-40 силосы имеют телескопическую конструкцию. В транспортном положении верхняя часть силоса опускается и благодаря этому облегчается перевозка всего блока. В рабочем положении верхняя часть силоса под действием сжатого воздуха поднимается и закрепляется фиксаторами.

Основные технические данные блоков приготовления бурового раствора:

Таблица 2

Модель блока	БПР-70	БПР-40
Пропускная способность установки, м3/ч:
при приготовлении бурового раствора из глинопорошков	100	60
при утяжелении бурового раствора	50 - 100	30 - 60
Плотность приготовляемого раствора, г/см3
из бентонитовых глинопорошков	1,05 - 1,08
из местных глинопорошков	1,02 - 1,3
утяжеленного	1,3 - 2,3
Тип силосов	Цельный	Телескопический
Объем силоса, м3	35	20
Число силосов в блоке	2	2
Способ загрузки силосов порошками	Пневматический
Смесительное устройство	Гидроэжектор
Давление жидкости на входе эжектора, МПа	2 - 2,5
Габариты блока, мм:
длина	6300	7500
ширина	3300	2800
высота в рабочем положении	8000	7200
высота в транспортном положении	8000	4000

Подача буровых насосов, л/с 16 20 24 28 32 38

Диаметр насадок, мм 11--12 12--13 14 14--15 15--16 17

Техническая характеристика диспергатора ДГ-1

Рабочее давление, МПа 12--15

Подача по готовому буровому раствору, м³/ч 15--20

Диаметр насадок, мм 9, 11, 13, 16

Масса, кг 76

В приемных емкостях циркуляционной системы устанавливают гидравлические и механические перемешиватели, обеспечивающие равномерное распределение компонентов бурового раствора и предотвращающие его расслоение.

Гидравлический перемешиватель 4УПГ имеет ручное управление поворотом ствола в двух взаимно перпендикулярных направлениях. Перемешиватели типа ПГ в отличие от 4УПГ снабжены устройством для фиксации направления струи.

Техническая характеристика гидравлических перемешивателей

Тип перемешивателя ПГС4 УПГ ПГ

Наибольшее рабочее давление, МПа 4 4 6

Диаметр насадки, мм 20, 25, 30, 40 16, 20, 30, 40 20, 25, 30

Объемная подача, л/с - 15-20 -

Высота, мм 1777 2200 2000

Масса, кг 38 33,5 23,8

Мешалка располагается на небольшом расстоянии от дна емкости и при вращении создает потоки, перемешивающие буровой раствор и препятствующие осаждению утяжелителей. Турбинно-пропеллерные мешалки в перемешивателях ПЛ создают перекрестные потоки, усиливающие перемешивание бурового раствора. Лопастные мешалки, применяемые в перемешивателях ПМ, обладают менее эффективным действием.

Таблица 3. Техническая характеристика механических перемеишвателей

Тип перемешивателя	ПЛ1	ПЛ2	ПМ
Мощность привода, кВт	5,5	3	5,5
Частота вращения мешалки, об/мин	130	60	45
Диаметр мешалки, мм	700	1240	750
Тип мешалки	Турбинно-пропеллерная	Лопастная
Число лопастей	3Ч4	6Ч6	6
Габариты, мм	700Ч1320Ч2700	1240Ч1320Ч2700	1430Ч950Ч3260

4.2 Очистные устройства циркуляционной системы

Очистка буровых растворов осуществляется путем последовательного удаления крупных и мелких частиц выбуренной породы и других примесей, содержащихся в поступающем из скважины буровом растворе.

На вибрационных ситах частицы выбуренной породы просеиваются через сито под действием вибраций, которые создаются эксцентриковым либо инерционным вибратором. Привод вибратора состоит из электродвигателя и клиноременной передачи. В последние годы преимущественно распространены инерционные вибраторы, позволяющие сравнительно просто регулировать амплитуду колебаний путем изменения положения дебалансов. Частицы бурового раствора, превышающие размеры ячеек сетки вибросита, оседают на ней и по транспортному желобу сбрасываются в отвал (шламовый амбар). Очищенный раствор, пройдя через ячейки сетки, поступает в приемные емкости циркуляционной системы.

По числу вибрирующих рам различают одинарные, сдвоенные и строенные вибросита с одно-, двух- и трехъярусными горизонтально либо наклонно расположенными ситами. Вибрирующие рамы комплектуются индивидуальными вибраторами и выравнивателями для равномерного распределения раствора по ширине сита. В многоярусных виброситах буровой раствор из скважины поступает на верхнее сито с более крупными ячейками, а затем на нижние с меньшими ячейками. В результате возрастает производительность на единицу поверхности сита и одновременно уменьшается его износ.

Пропускная способность и глубина очистки бурового раствора зависят от световой поверхности и размера ячеек сетки. Наибольшую световую поверхность имеют плетеные сетки из стальных проволок либо капроновых нитей. Долговечность сетки зависит от износостойкости и коррозионно-усталостной прочности используемых проволок и нитей, а также от равномерности натяжения сетки в вибрирующей раме. С увеличением толщины проволок возрастают их прочность и износостойкость. Однако при этом уменьшается световая поверхность сетки и соответственно пропускная способность вибросита.

К вибрирующей раме сетка крепится при помощи кассеты либо двух барабанов, расположенных по концам рамы. На один из барабанов сетка наматывается с запасом длины, используемым для перепуска поврежденных при эксплуатации участков рабочей поверхности сетки. Кассетное крепление обеспечивает равномерное натяжение сетки в продольном и поперечном направлениях. Волнистость рабочей поверхности сетки и неплотное его примыкание к вибрирующей раме приводят к преждевременным повреждениям. Вибросита лучших образцов позволяют полностью очистить буровые растворы от частиц размером более 0,125 мм и удалить и удалить при этом 50%, выбуренной породы.

Таблица 4. Техническая характеристика вибросит

Тип вибросита	ВС-1	ВС-2
Минимальный размер полностью удаляемых частиц, мм	0,16	0,16
Максимальная пропускная способность (в м3/с) при размере ячеек 0,16Ч0,16 мм и промывке:
водой	0,038	0,028
утяжеленным раствором плотностью не ниже 1,6 г/см3	-	0,015
Число вибрирующих рам	1	1
Число сит	2	2
Расположение сит	Последовательное, горизонтальное и наклонное	Двухъярусное горизонтальное
Рабочая поверхность (в м2) при ширине сита 1000 и 1300 мм:
первого (верхнего) яруса	1,8/2,67	1,4/2
второго (нижнего) яруса	-	1,4/2
Тип вибратора	Инерционный
Частота вибраций, мм	18,9
Амплитуда вибраций, мм	3,5	4
Мощность электродвигателя, кВт	3	4
Габариты, м	3Ч1,85Ч1,64	3Ч2,2Ч1,8
Масса, т	2,2	3

Последующая более тонкая очистка буровых растворов осуществляемся гидромеханическим способом. Для этого в песко- и илоотделителях применяются конические гидроциклоны.

Рис. 1. Пескоотделитель ПГ-50

В циркуляционной системе современных буровых установок применяются пескоотделители ПГ-50 и илоотделители ИГ-45.

Пескоотделители ПГ-50 (рис. 1) состоят из четырех гидроциклонов диаметром 150 мм, расположенных в один ряд.

В илоотделителях ИГ-45 используются шестнадцать гидроциклонов диаметром 75 мм, расположенных в два ряда. Гидроциклоны, используемые в ПГ-50 и ИГ-45, в основном различаются размерами одноименных деталей. Корпус гидроциклонов имеет разъемную конструкцию и состоит из силуминовых литых цилиндра, конуса и обоймы для шламовой насадки. Для предохранения от износа и коррозии внутренние поверхности корпуса, контактирующие с буровым раствором, покрывают резиновым чехлом. Насадки изготовляют из износостойких сталей и сплавов.

Гидроциклоны 2 (см. рис. 1) устанавливают на сварной раме 3. Буровой раствор поступает в гидроциклоны из общего коллектора 5. Очищенный раствор по отводам 6 поступает в сливной коллектор 1. Частицы выбуренной породы и других примесей поступают из гидроциклонов в общий шламосборник 4, в донной части которого установлена труба 7 для выгрузки шлама.

Таблица 5. Техническая характеристика гидроциклонных песко- и илоотделителей

	ПГ-50	ИГ-45
Пропускная способность, л/с	50	45
Давление на входе в гидроциклон, МПа	0,2 - 0,3	0,2 - 0,3
Размер частиц плотностью 2,5 г/см3, удаляемых из бурового раствора, мм:
при 100%-ном извлечении	0,08	-
при 90%-ном извлечении	-	0,05
Диаметр гидроциклона, мм	150	75
Число гидроциклов	4	16
Габариты, м	1,31Ч0,7Ч1,25	2,46Ч0,95Ч1,5
Масса, т	0,26	0,33

Центрифуги предназначены для извлечения тонкодисперсных частиц утяжелителя ив буровых, растворов. Основная рабочая часть центрифуги -- барабан (ротор) с дырчатыми фильтрующими стенками, вращающийся в неподвижном кожухе. Разделение твердых частичек в центрифуге происходит под действием центробежных сил. Крупные частицы выбрасываются через отверстия в стенке барабана и накапливаются в кольцевом пространстве между кожухом и барабаном. Очищенный раствор поступает в сливную горловину, расположенную под барабаном центрифуги. Возможности разделения увеличиваются с повышением частоты вращения барабана центрифуги.

4.3 Всасывающие линии и манифольд

Очищенный буровой раствор посредством подпорных насосов либо самовсасыванием подается из приемных резервуаров циркуляционной системы в буровые насосы. Всасывающим трубопроводом или линией всасывания называют участок трубопровода, по которому подводится раствор из опорожняемой емкости к насосу.

Манифольдом или линией нагнетания называется участок трубопровода между буровым насосом и вертлюгом, по которому буровой раствор подается в бурильную колонну. Буровые насосы, входящие в комплект циркуляционной системы, имеют индивидуальные всасывающие линии и общий манифольд. Реже при небольшом удалении от оси скважины буровые насосы снабжаются индивидуальными манифольдами.

Отводы состоят из набора трубных секций и переходных колен, необходимых для соединения нагнетательного патрубка насоса с распределителем. На отводах устанавливают задвижки для слива бурового раствора, а также манометры с предохранительным устройством. Задвижки распределителя служат для подачи бурового раствора в скважину либо в перемешивающие и очистные устройства циркуляционной системы.

Трубная обвязка вышечного блока состоит из стояка и распределительно-запорного устройства, позволяющего подавать буровой раствор в вертлюг либо превентор, а также откачивать его от цементировочного агрегата. Стояк представляет собой набор трубных секций, имеющих линзовые соединения. К стояку крепится изогнутое колено для присоединения бурового рукава, по которому раствор подается в вертлюг.

Для плавного перевода бурового насоса с холостого режима работы на рабочий применяют дроссельно-запорное устройство, которое приводится в действие сжатым воздухом, поступающим от компрессорной станции буровой установки. Управление этим устройством осуществляется четырехклапанным краном, установленным на пульте управления.

Трубные секции манифольда соединяются при помощи быстро- разъемных замковых соединений. Между отдельными блоками буровой установки трубы манифольда соединяются монтажными компенсаторами, обеспечивающими угловое смещение соединяемых труб на 10° и линейное их смещение до 200 мм. Крепление манифольда к основанию буровой установки и вышке осуществляется при помощи хомутовых соединений. В технической характеристике манифольдов указаны рабочее и пробное давления, диаметр и толщина стенок труб, а также масса манифольда. Манифольды изготовляют с рабочим давлением 20, 25, 32 и 40 МПа в зависимости от класса буровой установки. Пробное давление составляет соответственно 30, 38, 48 к 60 МПа. Трубы, используемые в манифольдах, имеют диаметр проходного отверстия 80, 100 и 125 мм.

5. Описание технологической схемы подготовки и очистки бурового раствора

Технологическая схема блока приготовления и обработки бурового раствора включает: резервуар объемом около 30 м³, имеющий перегородку, два центробежных шламовых насоса, типа ГРА 170/40, приемную гидравлическую воронку для загрузки глиноматериалов и реагентов, деаэратор-диспергатор, механические перемешиватели, гидравлический диспергатор ДГ-2-7.

Центробежные насосы обвязаны трубопроводами с отсеками емкости, гидравлической воронкой, диаэротором-диспергатором в единый блок - блок приготовления и обработки бурового раствора.

· Технология приготовления исходного бурового раствора.

Емкость блока приготовления на 80% заполняется водой. Открывается задвижка на приемной линии одного из центробежных насосов. Включается в работу центробежный насос, который забирает из емкости воду и подает в приемную воронку. Одновременно в приемную воронку загружается глинопорошок, который смешивается с водой и образовавшаяся смесь по трубопроводу возвращается в емкость блока приготовления, образуя замкнутый цикл циркуляции. Количество введенной глины зависит от объема приготавливаемого раствора.

В процессе ввода и дальнейшего процесса приготовления раствора, раствор в емкостях перемешивается механическими перемешивателями.

После ввода расчетного количества глинопорошка приготовленный буровой раствор центробежным насосом откачивается из блока приготовления в приемные емкости циркуляционной системы и буровыми насосами подается в скважину.

Для ускорения процесса диспергирования глины в суспензии в работу может быть включен гидравлический диспергатор ДГ-2, который работает автономно с использованием цементировочного агрегата ЦА-320. Эффективная работа диспергатора ДГ-2 происходит при давлении на насосе 10,0-11,0 МПа.

При этом насадки диспергатора должны иметь размер 5-7 мм, диспергирование с помощью ДГ-2 осуществляется в течение нескольких циклов в зависимости от режима откачки.

Так как требуемые химические реагенты-стабилизаторы введены в глинопорошок на стадии его приготовления, то дополнительная химическая обработка бурового раствора не предусматривается. В случае необходимости расчетное количество химреагентов вводится в воронку.

Буровой раствор после его приготовления должен отвечать рекомендуемым значениям показателей свойств. При необходимости приготовления бурового раствора в процессе бурения центробежный насос работает на гидроворонку, а второй - на откачку приготовленного раствора в приемные емкости ЦС.

При этом перемешивание раствора осуществляется также механическими перемешивателями ПЛ-2, а диспергирование глины - диспергатором ДГ-2.

· Технология очистки буровых растворов.

Технологическая схема блока очистки бурового раствора от выбуренной породы включает: резервуар, предназначенный для приема бурового раствора, выходящего из скважины; центробежный насос, подающий буровой раствор из резервуара в блок очистки; два линейных вибросита СВ1Л; пескоотделитель ГЦК-360; илоотделитель ИГ 45/75; центрифугу, резервуары для размещения оборудования для очистки раствора и запаса бурового раствора. Буровой раствор в пескоотделитель, илоотделитель и центрифугу подается центробежными насосами.

Блок очистки имеет также в своем составе блок коагулянтов и флокулянтов, манифольд. Емкость блока коагулянтов и флокулянтов разделена на два отсека, в каждом из которых установлен погружной насос. К манифольду подводится вода под давлением не менее 0,1 МПа и подлежащий очистке буровой раствор, отбираемый из циркуляции насосом.

Нагнетательные трубопроводы насосов также подведены к манифольду. Шлам собирается в шламосборниках или выводится в амбар.

Применяемое оборудование:

- два вибросита с линейными колебаниями СВ1Л;

- пескоотделитель ГКЦ-360;

- илотделитель ИГ-45/75;

- центрифуга типа ОГШ-50;

- блок коагулянтов и флокулянтов с манифольдом и насосами.

Буровой раствор, выходящий из скважины, поступает в резервуар и оттуда вертикальным шламовым насосом подается на вибросита, где очищается от крупных частиц шлама. Шлам сбрасывается в шламосборник, а очищенный раствор поступает в отсек резервуара и центробежным насосом 8 подается в пескоотделитель под давлением 0,2-0,3 МПа. В пескоотделителе осуществляется вторая ступень очистки, при которой частицы размером до 0,07 мм удаляются из раствора через песковую насадку гидроциклона в виде пульпы плотностью r_ш = 1,4-1,6 г/см³ и поступает в шламосборник, а очищенный раствор через верхний слив гидроциклонов поступает в следующий отсек резервуара и центробежным насосом 8 подается в илоотделитель под давлением 0,3-0,35 МПа. В илоотделителе осуществляется очистка бурового раствора от частиц размером более 0,04-0,05 мм, которые разгружаются из песковых насадок из гидроциклонов в виде пульпы плотностью r_ш = 1,35-1,4 г/см³ и поступают в шламосборник.

Очищенный в илоотделителе раствор поступает в приемную емкость ЦС и буровыми насосами подается в скважину.

При необходимости буровой раствор может подвергаться более тонкой очистке с помощью центрифуги 6. При этом буровой раствор центробежным насосом 8 подается в центрифугу с производительностью 2,0ё5,0 л/с. В центрифуге в результате наличия интенсивного поля центробежных сил происходит удаление из раствора частиц размером более 5-10 мкм. Выделенные из раствора частицы в виде пульпы плотностью r_ш = 1,8-1,9 г/см³ разгружаются в шламосборник, а очищенный раствор с плотностью на 0,02-0,04 г/см³ меньше исходного раствора возвращается в систему циркуляции.

Центрифуга также используется совместно с блоком коагулянтов и флокулянтов и манифольдом. В этом случае подлежащий очистке буровой раствор насосом подается с производительностью 1-3 л/с в манифольд. Здесь он смешивается с водой и растворами коагулянта и флокулянта, подаваемыми в манифольд насосами. Растворы коагулянта и флокулянта готовятся заранее в блоке коагулянтов и флокулянтов. Из манифольда раствор, смешанный с водой, коагулянтом и флокулянтом, поступает в центрифугу. Благодаря химической обработке в центрифуге происходит разделение бурового раствора на воду и шлам. Шлам сбрасывается в шламосборник, а вода используется на технические нужды.

· Технологическая схема линии очистки бурового раствора в разделе Графическая часть № 2

6. Выбор долот, ЗД, УБТ, БТ для бурения обсадных колонн

D_д - диаметр долота;

D_м - диаметр муфты;

Д_к - диаметральный зазор между стволом скважины и муфтами обсадных труб.

- наименьший внутренний диаметр обсадной трубы;

Д - зазор между внутренним диаметром обсадной трубы и долотом, мм

, мм

2)

-диаметр обсадной колонны технической трубы

3) Выбор долота под кондуктор

- диаметр обсадной колонны кондуктора

Выбор долота под направление

- диаметр направления

, мм

, мм

, мм

, мм

а) Для эксплуатационной обсадной колонны:

· Забойный двигатель: (К.В. Иогансен ,таблица 4.1 стр. 40)

3 ТСШ1 - 195 - шифр двигателя

n = 380 об/мин - частота вращения вала

- перепад давления

- длина

- масса

· Утяжеленные бурильные трубы (УБТ): (С.И. Ефимченко, таблица 8.2 стр. 308)

, кН

, м

УБТ - 178: q = 156 кг



· Бурильные трубы (БТ): (С.И. Ефимченко, таблица 8.2 стр. 308 )

ТБПВ-140Ч11 группа прочности Д

Расчетная нагрузка:

, м

, м

, МПа

, МПа

,

, кг

, кг

, кг

б) Для технической обсадной колонны:

· Забойный двигатель: (таблица 4.1 стр. 40 )

Т12РТ - 240 - шифр двигателя

n = 760 об/мин - частота вращения вала

- перепад давления

- длина

- масса

· Утяжеленные бурильные трубы (УБТ): (таблица 8.2 стр. 308 )

, м

УБТС-229: q = 273,4 кг

· Бурильные трубы (БТ): (С.И. Ефимченко, таблица 8.2 стр. 308 )

ТБПВ-140Ч11 группа прочности Д



Расчетная нагрузка:

в) Для кондуктора:

· Забойный двигатель: (К.В. Иогансен, таблица 4.1 стр. 40 )

Т12РТ - 240 - шифр двигателя

n = 760 об/мин - частота вращения вала

- длина

- перепад давления

- масса

· Бурильные трубы (БТ): (С.И. Ефимченко, таблица 8.2 стр. 308)

ТБПВ-140Ч11 группа прочности Д

г) Для направления:

· Забойный двигатель: (К.В. Иогансен , таблица 4.1 стр. 40)

Т12РТ - 240

· Бурильные трубы (БТ): (С.И. Ефимченко, таблица 8.2 стр. 308)

ТБПВ-140Ч11 группа прочности Д

7. Расчёт расхода, потерь давления, мощности буровых насосов

а) Для эксплуатационной обсадной колонны:

· Подача насоса:

Q =

Q - подача насоса, (Баграмов Р.А. стр. 276)

(Баграмов Р.А. стр 275)

, м

Q = 0,027 =

· Полная потеря давления:

P = , МПа

Давление рассчитываем с учетом коэффициента бурового раствора:



· Для эксплуатационной колонны =

(К.В. Иогансен, таблица 6.23 стр. 119 (2))

(К.В. Иогансен, таблица 6.30 стр. 124)

= 0, 71 МПа (К.В. Иогансен, таблица 6.26 стр. 121)

= 3,9 МПа (К.В. Иогансен, таблица 4.1 стр. 40)

= 0,54 МПа (К.В. Иогансен, таблица 6.24 стр. 120)

х =

При L = 3200 м:

P = 1,63 + 0,39 + 0,71 + 3,9 + 0,54 + 0,63 = 7, 8 МПа

При L = 700 м:

P = 0,357 + 0,39 + 0,71 + 3,9 + 0,54 + 0,08 = 5,97МПа

· Мощность насоса:

При L = 3200 м:

N = 0, 0189

При L = 700 м:

N = 0, 0189

б) Для технической обсадной колонны:

· Подача насоса:

Q =

· Полная потеря давления:

P = , МПа

Давление рассчитываем с учетом коэффициента бурового раствора:

· Для технической колонны =

= 0, 31 МПа

= 5,4 МПа

= 0,54 МПа

х =

При L = 700 м:

P = 0,987 + 0,050 + 0,31 + 5,4 + 0,54 + 0,07 = 7,357 МПа

При L = 90 м:

P = 0,1269 + 0,055 + 5,4 + 0,54 + 0,009 + 0,31 = 6,44 МПа

· Мощность насоса:

N = Q

При L = 700 м:

N = 0, 036

При L = 90 м:

N = 0, 036

в) для кондуктора:

· Подача насоса:

Q =

· Полная потеря давления:

P =

Давление рассчитываем с учетом коэффициента бурового раствора:

· Для кондуктора =

= 0, 13 МПа

= 5,4 МПа

= 0,54 МПа

х =

При L = 90 м:

P = 0,095 + 0,13 + 5,4 + 0,54 + 0,009 = 6,17 МПа

При L = 7 м:

P = 0,0053 + 0,13 + 5,4 + 0,54 + 0,0005 = 6,07 МПа

· Мощность насоса:

N = Q

При L = 90 м:

N = 0, 032

При L = 5 м:

N = 0, 032

г) для направления:

· Подача насоса:

Q =

· Полная потеря давления:

P =

Давление рассчитываем с учетом коэффициента бурового раствора:

· Для направления =

(К.В. Иогансен, таб. 6.23 с. 124 )

= 0, 13 МПа

= 5,4 МПа

= 0,54 МПа

При L = 5 м:

P = 0,007+ 0,13 + 5,4 + 0,54 + 0,0005 = 6,07 МПа

При L = 0 м:

P = 0,13 + 5,4 + 0,54 = 6,07 МПа

· Мощность насоса:

N = Q

При L = 5 м:

N = 0, 0278

При L = 0 м:

N = 0, 0278

· Графики промывки скважины представлены в разделе Графическая часть № 1

8. Вывод о резерве производительности буровых насосов

Единичную мощность и число буровых насосов выбирают исходя из гидравлического расчета промывки. Необходимость резервного насоса обусловлена тем, что вынужденные перерывы промывки вследствие выхода из строя бурового насоса могут привести к серьезным осложнениям в скважине и значительному материальному ущербу.

· Для создания надежной системы промывки буровые установки обычно снабжаются двумя насосами, при этом мощность одного должна быть достаточной для бурения скважины под эксплуатационную колонну:

- мощность, необходимая для промывки скважины при бурении под эксплуатационную колонну.

= стр. 424)

НБТ - 475

Приводная мощность - 475 кВт

Полезная мощность - 400 кВт

Наибольшее давление - 25 МПа

Наибольшая подача - 45

· Для технической колонны:

- мощность, необходимая для промывки скважины при бурении технической колонны.

выбираем насос стр. 424 )

НБТ - 475

· Для кондуктора:

выбираем насос стр. 424)

НБТ - 475

· Для направления:

выбираем насос стр. 424 )

НБТ - 475

9. Определение диаметров поршней насосов

Диаметры цилиндровых втулок и поршней насосов выбираем из условия необходимой подачи (таблица 13.3 стр. 425).

а) для эксплуатационной обсадной колонны:

НБТ - 475

Диаметр поршня = 120 мм ( Q = 18,9 )

б) для технической обсадной колонны:

НБТ - 475

Диаметр поршня = 160 мм ( Q = 36 )

в) для кондуктора:

НБТ - 475

Диаметр поршня = 150 мм ( Q = 32 )

г) для направления:

НБТ - 475

Диаметр поршня = 140 мм. ( Q = 27,8 )

10. Расчет фактической мощности привода с учетом КПД насосов и трансмиссии

Определим КПД насоса:

· Гидравлический КПД, учитывающий потери энергии на преодоление гидравлических сопротивлений в нагнетательном коллекторе и клапанах, зависит от конструкции гидравлического блока и в расчетах буровых насосов принимается

· Объемный КПД, учитывающий потери энергии от утечек через неплотности цилиндропоршневой пары, уплотнения штоков, а также от утечек в результате запаздывания посадки клапанов, принимается

· Механический КПД учитывает потери энергии на трение в подвижных элементах приводного и гидравлического блоков бурового насоса.

= 0,98

- КПД трансмиссии ( стр. 449 )

=

N - мощность насоса, N =

мощность насосного агрегата, потребляемая насосным агрегатом или насосом, в конструкцию которого, кроме насоса, входят двигатель и узлы трансмиссии.

= =

· Фактическая мощность привода с учетом КПД буровых насосов трансмиссии равна

Заключение по проекту

В ходе работы, мы рассчитали и выбрали типоразмер секций обсадных труб эксплуатационной колонны из условия действия наружного давления и собственного веса. По условной глубине бурения и наибольшему весу обсадной колонны выбрали буровую установку. Выбрали долота, забойные двигатели, утяжеленные бурильные трубы и бурильные трубы для бурения каждой обсадной колонны и построили графики промывки скважины.

Также был представлен вывод о резерве производительности и необходимом количестве рабочих насосов для бурения каждой колонны.

Определили диаметры поршней буровых насосов из условия необходимой подачи.

Подводя итог, рассчитали фактическую мощность привода с учетом КПД буровых насосов и трансмиссии.

скважина труба буровой насос

Список используемой литературы

1. Р.А. Баграмов. Буровые машины и комплексы: Учебник для вузов. - М.: Недра, 1988. - 501с.

2. С.И. Ефимченко. Расчет и конструирование оборудования для бурения нефтяных и газовых скважин. - М.: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2006

3. Иогансен К.В. Спутник буровика: Справочник. - 3-е изд., перераб. и доп. - М.: Недра, 1990. - 303 с.

4. А.Е. Сароян, Н.Д. Щербюк, Н.В. Якобовский и др. Трубы нефтяного сортамента: справочник 3-е изд., перераб. и доп. - М.: Недра, 1987. - 488с.

5. А.И. Булатов, Ю.М. Проселков, С.А. Шаманов. Техника и технология бурения нефтяных и газовых скважин. М.: Недра, 2003. - 1007с.

6. С.В. Воробель. Гидравлические забойные двигатели. Турбобуры: методические указания. - Пермь: ПГТУ, 2009. - 28с.

Размещено на Allbest.ru